四川盆地威远区块页岩气立体开发技术与对策——以威202井区A平台为例

高 健

中国石油集团长城钻探工程有限公司

0 引言

页岩气是以甲烷为主要成分、赋存于富有机质页岩中的非常规天然气[1-3]。四川盆地页岩气可采资源量达4.4×1012m3，是中国页岩气资源最丰富的区域[4-5]。盆地南部威远地区志留系龙马溪组属深水陆棚相沉积[6-7]，龙马溪组龙一11小层富有机质页岩是当前页岩气勘探开发主力层系[8-10]。

页岩气开发效果很大程度上依赖钻完井和压裂改造等工程技术水平的进步。目前页岩气水平井水平段长度可超1 800 m，水平井靶体钻遇率大幅提升，可达95%，压裂施工规模逐渐增大，加砂强度大于2.0 t/m[11-12]。而威远区块开发初期页岩气井水平段长度1 500 m，水平井靶体钻遇率平均为50%，加砂强度小于1.5 t/m，从而导致储量动用程度低，开发效果差，因此这类区域具备剩余气开发潜力。

国内外很早就开始注重对早期页岩气水平井钻完井效果不太理想区域进行资源挖潜。例如美国2013年在Permian盆地采用多层水平井开采Bone Spring及Wolfcamp等层系的页岩气，由于储层厚度超过600 m且内部存在砂岩夹层，上下开发层段不会因压裂产生纵向干扰，多层段开发取得显著效果[13-14]。2016年国内针对礁石坝区块产建初期水平井靶体钻遇率低、压裂施工规模小的开发区域，开展了针对五峰组—龙马溪组页岩气层下部“甜点段”的加密井网立体开发试验，充分地动用了储量[15]，提高了区域产量。目前国内外页岩气立体开发未对开发层位剩余气进行定量表征，且存在新加密井压裂时干扰相邻已投产老井的现象。本文通过开展针对性研究，解决了上述问题，实现了不同小层剩余储量精细定量描述，有效预防了新井压裂过程中对老井的干扰。

威202A平台为早期投产平台，上半支3口井在优质页岩段龙一11小层钻遇率仅25%，且压裂施工规模小，平均单井加砂强度仅1.14 t/m，平均单井测试产量仅4.11×104m3/d，开发效果差，上半支区域储量动用程度低。本次基于运用优势层位动用潜力和可采储量开发潜力分析技术，明确上半支3口井区域主力层位龙一11小层剩余气富集，潜力大；开展了不同层位“W”形加密井网立体开发研究与探索，在龙一11小层部署了3口加密井；通过加强地质导向，并有针对性地开展了长段多簇和暂堵转向等优化措施，保证了钻井和储层改造效果，达到了预期的效果。该平台为威远区块首次开展不同层位井间加密试验平台，取得的成果为其他地区页岩气立体井网开发模式提供了借鉴，具有重要意义。

1 井区及平台概况

威202井区构造位于威远构造南翼，开发层系为五峰组—龙马溪组龙一1亚段，划分为五峰组和龙一11—4共5个小层，厚度介于35～52 m，埋深介于 2 750～ 3 300 m，TOC含量介于 2.55% ～5.42%，孔隙度介于4.8%～6.9%，含气量介于3.7～8.2 m3/t，脆性矿物含量介于54.3%～82.5%，地层压力系数介于1.10～1.85，气藏保存条件好。研究表明，龙一11小层TOC、孔隙度、含气量、脆性矿物含量等页岩储层关键参数最优，龙一13小层次之，龙一12小层、龙一14小层和五峰组储层品质相对较差（表1） 。统计区内投产井证实龙一11小层钻遇率与单井测试产量呈正相关[16]（图1）, 表明气井产量与页岩储层品质密切相关[17-18]，进一步证实龙一11小层为该区域主力产气层位。

图1 水平段龙一11小层钻遇率与测试产量关系图

表1 威远区块评价井储层参数统计表

威202A平台位于威202井区东北部，平台上下半支各3口井，其中1、2、3号井为上半支井，其余为下半支井（表2）。井间距400 m，水平段长度介于1 240～1 600 m，其中1、3、6号井水平靶体轨迹位于龙一13小层和龙一14小层内，2号井水平靶体轨迹位于龙一12小层和龙一13小层，4、5号井水平靶体轨迹位于龙一1小层。上半支1、2、3号井龙一111小层钻遇率分别为23.6%、29.7%、20.3%，优质储层段钻遇率低。由于当时压裂施工规模较小，平均单井加砂强度1.14 t/m，改造效果较差，导致各井测试产量差异大，测试产量介于 3.40×104～ 28.77×104m3/d，其中上半支3口井平均测试产量仅4.11×104m3/d，下半支水平靶体轨迹位于龙一11小层的2口井平均测试产量高达 24.39×104m3/d。截至2018年9月，平台累计产气2.58×108m3，其中上半支累计产气0.65×108m3，下半支累计产气 2.13×108m3，可见上半支3口井在龙一11小层钻遇率低，压裂未改造龙一11小层储层，生产效果较差，EUR（最终可采储量）及采收率低（表 2），分别为 0.32×108m3、0.47×108m3、0.38×108m3、5.5%、8.4%、7.7%，均低于下半支3口井，可见该平台上半支区域具有进一步挖潜的空间。

表2 威202A平台气井轨迹及生产参数统计表

2 立体开发潜力分析

2.1 优势层位动用潜力分析

优势层位动用潜力分析技术就是联合使用微地震与数值模拟技术对平台各井各小层储量动用情况进行综合评价，定性掌握各井各小层潜力情况。该平台上半支压裂过程中，在下半支6号井进行了井下微地震监测，发现上半支气井东翼的人工裂缝网络延伸较短，西翼人工裂缝网络延伸较长，东翼人工裂缝网络平均缝长约163 m，西翼人工裂缝网络平均缝长约226 m，监测显示平均缝高29.75 m （表3）。

微地震事件点是所监测位置处的岩石破裂活动综合响应，实际的压裂支撑缝长与缝高要远小于微地震监测值。前人基于大物模实验、示踪剂等研究，认为威远地区页岩储层压裂改造支撑缝高为10～20 m，且裂缝更易向上延伸，远离射孔位置向上裂缝导流能力迅速减小[19-21]。本平台压裂监测数据显示，微地震事件点主要集中在龙一12小层和龙一13小层，证实裂缝更易向上延伸（表3），1、2、3号井压裂改造形成的人工裂缝网络没有触及到龙一11小层。

表3 威202A平台上半支3口井微地震监测数据表

数值模拟研究表明上半支未动用龙一11小层储量。在威202A平台地质研究基础上，建立井组气藏数值模拟模型，面积 2 850 m×1 700 m，气层厚度41 m，纵向上分为29个层，物性参数采用井区实际数据，人工裂缝采用模拟得到的支撑缝长，采用定产气量拟合压力，模拟的压力变化趋势与实际相符合，拟合误差小于5 %（图2）。模拟地层压力结果显示，上半支3口井地层压力波动范围主要集中在龙一13小层和龙一14小层下部，而区域主力层位龙一11小层储量没有得到有效动用（图3）。

图2 威202A平台1井生产历史拟合图

图3 威202A平台上半支区域地层压力模拟图

2.2 可采储量开发潜力分析

可采储量开发潜力分析技术是利用生产动态数据及数值模拟方法，分层描述气井剩余可采储量，以定量评价开发潜力，为优化井位部署提供依据。据威202井区储量申报结果，威202A平台储量丰度为7.25×108m3/km2，地质储量 32.25×108m3，储量规模较大。然而平台气井生产数据显示，上半支生产效果较差，阶段累计产量仅为下半支的31%，EUR仅为下半支的37%，平均单井最终采收率仅7.21%，远低于同平台5、6号井（表2）。

基于储层反演、测井解释以及岩心实验数据分析等技术手段，评估各小层储量分布，并在建立精细地质模型的基础上，采用数值模拟手段描述平台剩余气分布，计算各小层储量动用程度，评价剩余气开发潜力。研究结果表明平台纵向上各小层储量动用程度差异较大，其中上半支3口井主要动用龙一13小层储量，且动用程度仅16.87 %，龙一11小层储量动用程度仅1.35%；下半支4、5号井主要动用龙一11小层和龙一12小层储量，动用程度分别为74.05%、54.17%，6号井主要动用龙一13小层。可见，上半支3口井主要动用龙一13小层和龙一14小层，而区域主力层位龙一11小层储量未得到有效动用，上半支3 口井剩余储量分别为 1.44×108m3、1.64×108m3和1.49×108m3，具备较好的资源基础（表4），将上半支龙一11小层作为立体开发目的层进行井位部署。

表4 威202A平台各井不同层位储量动用程度统计表

3 立体开发实践及效果

3.1 立体开发井位部署

分析可知威远区块龙一11小层储层及含气性品质最优，属区域开发主力层位。威202A平台上半支区域主力层位龙一11小层储量动用程度仅1.35%，通过立体开发潜力技术分析认为该小层具备部署立体开发井的潜力，因此以龙一11小层为目的层部署3口加密水平井，平面上加密井7、8、9号井处于1、2、3号井之间，与已实施的上半支3口井组成不同层位“W”形立体开发井网（图4）。

图4 威202A平台立体部井方案示意图

3.2 立体开发井实钻轨迹

现场实施中通过优化钻井施工参数，迭代更新地质导向模型，完善旋转导向轨迹调整方案，充分发挥地质工程一体化优势，3口立体开发加密井实钻水平段长度分别为 1 505 m、1 550 m 和 1 550 m，目标靶体龙一11小层钻遇率分别为89.4%、89.7%和91.4%，平均90.2%（表5）。加密井实钻轨迹钻遇率较理想，与原3口老井纵向上组成了“W”形井网，达到了立体开发井网对加密井水平段轨迹的要求，为提高开发效果奠定了基础。

表5 威202A平台3口新增井各小层钻遇率统计表

3.3 压裂设计与实施

如何保障压裂改造效果是立体开发成功的关键，尽管目前在威远地区已经形成了一套成熟的页岩气体积压裂工艺及施工配套技术，但本次压裂施工仍然面临严峻的挑战，主要表现在两个方面：①新部署井与老井之间井距较小，部分压裂段与邻井钻遇相同层位，存在压窜邻井的风险；②老井生产时间较长，地层存在“压降漏斗”，压裂裂缝易受诱导，形成复杂缝网难度大，影响压裂改造效果。

针对以上压裂难点，通过模拟研究，提出了应对措施，优化了压裂设计方案。针对难点①，采取合理控制压裂规模，进行差异化压裂方案设计，并采用长段多簇措施射孔，当新老井钻遇相同层位时，单段长介于80～90 m，段内6簇射孔，控制缝长延伸；当与邻井钻遇层位不同的压裂段时，采用单段长60～70 m，段内3簇射孔，各压裂段设计液量 1 600 ～ 1 800 m3，设计砂量 90 ～ 110 t。实施过程中严格执行设计，避免了压窜的发生。

针对难点②，上半支3口已投井提前60天关井，以恢复老井井底压力，同时压裂过程中监测相邻井压力，借助微地震监测数据，适时采取暂堵转向等技术手段调整压裂施工参数，提高加砂强度，提升裂缝复杂程度，保障压裂改造效果。

在加密井压裂过程中，邻井压力监测显示，前序压裂段压裂时发生了邻井压力不同程度上涨的现象，涨幅介于2～5 MPa，据此对后续施工参数进行了调整，有效控制了此类现象的继续发生。针对采用暂堵转向压裂段，暂堵升压介于0.7～3.4 MPa，暂堵后施工压力上涨介于0.5～4.5 MPa，压力上升较明显（图5），微地震监测显示暂堵前后簇间、井筒两侧事件点发生转移，裂缝扩展均衡（图6）。这表明通过采取单段多簇射孔、控制施工规模、适时暂堵转向等针对性措施有效控制了缝网长延伸，避免了老井被压窜，同时提高了裂缝复杂程度。

图5 暂堵转向前后施工压力对比图

图6 暂堵前后微地震监测事件图

3.4 实施效果

现场微地震监测3口加密井平均压裂裂缝网络长约 190 m，缝高约 25 m（表 6）。压裂模拟结果表明：平均支撑半缝长约140 m，支撑缝高约15 m（表7）。数值模拟结果也表明3口加密井对龙一11小层储层改造效果良好（图7），证实龙一11小层储量得到了有效动用，并且对早期投产井未造成明显干扰。可见三种技术手段都证明立体开发试验主要改造了龙一11小层储层，且没有触及早期老井改造区域，立体开发有效，提高整体采收率的试验目的。

表6 威202A平台加密井微地震监测数据表

表7 威202A平台加密井压裂裂缝模拟参数表

图7 威202A平台新部署井地层压力模拟图

同时，实际生产数据也证实储层改造效果理想，3口加密井测试产量分别为 8.22×104m3/d、9.01×104m3/d和 13.98×104m3/d，EUR分 别 为 0.64×108m3、0.66×108m3和0.79×108m3。对比老井测试产量和EUR都得到了大幅度提升，立体开发试验达到了预期的效果。

4 结论

1）采用优势层位动用潜力分析及可采储量开发潜力分析技术研究表明，平台内各井对各小层储量动用程度差异较大，上半支原3口井对主力产层龙一11小层储量动用程度仅1.35%，未动用储量较丰富，剩余气富集，潜力大，具备进一步挖潜空间。

2）在平台上半支区域，以龙一11小层为目的层加密部署3口水平井，与已实施原3口老井组成不同层位“W”形立体开发井网；通过优化钻井参数，加强地质导向跟踪，加密井水平段在龙一11小层钻遇率平均达90.2%，为提高开发效果奠定了基础。

3）针对易压窜、地层压降漏斗等储层改造难点，提出采用合理控制压裂规模，簇间差异化设计，长段多簇射孔，和压前邻井提前关井恢复压力及压中适时暂堵转向等技术提升裂缝复杂程度，保障压裂效果。

4）微地震监测、压裂模拟及数值模拟研究表明加密井有效动用了龙一11小层储量，测试产量分别为 8.22×104m3/d、9.01×104m3/d 和 13.98×104m3/d，EUR分别为 0.64×108m3、0.66×108m3和 0.79×108m3，较原3口老井大幅度提升。本次层间加密立体开发模式的研究和探索，为以后页岩气藏提高储量动用程度提供优异借鉴。